|
|
Отчёт о проведении интерпретации на скважине № 305 месторождения
o проведении интерпретации на скважине № 305
месторождения
Дата исследования 20.08-14.10.2010 г
Время начала замера 04:01
Пласт КТ-II
Интервал перфорации 3094.5-3439.5 м
Фонд мех фонд
Глубина спуска датчика 2904.9 м
Заключение по скважине № 305 9
Первичные геолого-промысловые данные 9
Данные по параметрам скважины 9
Данные по параметрам флюида KT-II 9
Данные по параметрам границ 10
Данные по параметрам модели KT-II 10
Исследование проводилось методом неустановившегося режима фильтрации – изменения забойного давления и дебита с записью кривой восстановления давления с целью определения фильтрационных характеристик пласта, оценки состояния призабойной зоны скважины, определение пластового давления и оптимального режима работы скважины.
Режимные исследования выполнены на скважине, работающей мех фондом. Замеры изменения давления выполнены датчиком ТМС на глубине 2904.9 метров. Обработка данных режимных исследований проводилась при помощи специализированного программного продукта PanSystem.
По результатам графо-аналитической обработки кривых определены следующие параметры: модель течения, проницаемость, скин-фактор, Рпл, пьезопроводность и гидропроводность пласта.
В результате выполненных режимных гидродинамических исследований на скважине
№ 305 месторождения
от 20.08-14.10.2010г. была получена таблица данных
(забойных давлений), которая содержит 1592 замера давлений. Продолжительность записи данных составила 1325 часов (55 суток). На основе данных замеров получена кривая изменений забойных давлений (Рисунок 1).
На Рисунке 1 приведены первичные, эмпирические данные изменения забойного давления с течением времени.
В результате обработки данной кривой были получены следующие результаты (Рисунок 2, Рисунок 3).
На данном графике представлена кривая паления давления, построенная в логарифмических координатах и ее производная. По производной КПД определяются модель течения и фильтрационно-емкостные свойства пласта.
Данный график служит для проверки фактических и смоделированных параметров. Далее представлен график течения в пласте (Рисунок 4).
Данный график показывает наличие линейного течения в пласте.
По результатам графо-аналитической обработки данных кривых определены следующие параметры: модель течения, проницаемость, скин-фактор, Рпл, пьезопроводность и гидропроводность пласта.
Степень достоверности полученных данных проверяется построением графика притока и моделированием выполненных исследований. (Рисунок 5,6).
Данный график показывает изменение дебита от забойного давления. Черным цветом отражен график, полученный по результатам выполненных исследований, а синим смоделированный на основе расчетных параметров.
Данный график показывает замеренные и смоделированные дебит и давления. Красными точками показан характер изменения забойного давления при исследованиях. Синей линией, показан график изменения дебита при исследованиях, а синими точками смоделированный по расчетным данным. Сходимость аппроксимирующей кривой и диагностической, позволяет сделать вывод о достаточной степени достоверности полученных фильтрационно-ѐмкостных и энергетических параметров.
Первичные геолого-промысловые данные
Тип флюида: |
жидкость |
Ориентация скважины: |
вертикальная |
Пласт |
KT-II |
Перфорированная мощность пласта |
345 м |
Эффективная мощность пласта |
58.5 м |
Средняя пористость формации |
0.11 доля |
Общая сжимаемость системы |
2.36 e-4 (kg/cm2) |
Радиус скважины |
108.0 мм |
Коэффициент ствола скважины |
0.122 м3/(kg/cm2) |
Удельный вес нефти при атмосферных условиях |
0.827 г/см3 |
Газовый Фактор (промысловый) |
201.87 г/см3 |
Обводненность |
0.25 доля |
Давление насыщения |
244.00 kg/cm2 |
Плотность пластовой нефти |
0.669 г/см3 |
Вязкость пластовой нефти |
0.392 cp |
Объемный Пластовый Коэффициент (нефть) |
1.511 м3/м3 |
Плотность воды |
1.040 г/см3 |
Тип границы пласта: неограниченный
Тип модели пласта: |
вертикальная трещина (равномерный поток) |
Проницаемость |
0.05 md |
Скин поверхности трещины |
0 |
Длина крыла трещины |
6.6 |
Псевдорадиальный скин фактор |
-3.11 |
Интерполированное пластовое давление |
266.0 kg/cm2 |
Кпр по замерам |
0.11 (м3/сут)/(kg/cm2) |
МПД по замерам |
16.91 м3/сут |
Пьезопроводность |
4.67 е-2 м2/с |
Гидропроводность |
7.08 е-4 м3/МПа*с |
После графо-аналитической обработки результатов режимных исследований определены следующие параметры:
Тип течения в пласте |
линейное,радиальное |
Тип модели пласта |
вертикальная трещина (равномерный поток) |
Проницаемость |
0.05 мД |
Скин фактор |
-3.11 |
Коэффициент продуктивности |
0.1 (м3/сут)/(кг/см2) |
Пластовое давление на глубине замера 2904.9м |
266.00 кг/см2 |
Температура на глубине замера 2904.9 м |
79.0 0 С |
Забойное давление на глубине замера 2904.9 м |
44 атм |
Дебит жидкости |
16 м3/сут |
Исследование обрабатывалось на глубину спуска датчика ТМС 2904.9 метров.
Скин-фактор имеет отрицательное значение, что говорит о хорошем состоянии призабойной зоны скважины.
Режим течения к скважине линейный, вертикальная трещина (Рисунок 7). При линейном режиме течения линии тока параллельны.
////////////////////////////